Вытеснение нефти водой из пористой среды

Широкое распространение методов заводнения сделало вытеснение нефти водой из пластов основным процессом разработки нефтяных месторождений. Несмотря на кажущуюся простоту этого процесса, его количественное описание вызывает определенные трудности, связанные с необходимостью учета реальных свойств пластов.

Поршневое вытеснение. Согласно этой схеме вытеснение нефти водой из пористой среды представляется происходящим наподобие тому, как вода, подаваемая снизу в вертикально поставленную трубу, замещает находившуюся там ранее более легкую жидкость. Опытные данные по разработке нефтяных месторождений показали, что вытеснение нефти водой даже из однородных пористых сред является неполным. Тем более неполным оказывается вытеснение нефти водой из реальных неоднородных пластов.

Исследования процесса вытеснения нефти водой показали, что при этом процессе нефть и вода движутся в пористой среде совместно. Дже в неоднородной среде не существует четкого разграничения областей движения нефти и воды, имеется как подвижная вода, так и подвижная нефть в определенной части заводненной области.

При изучении совместного движения воды и нефти, нужно знать закон совместного движения – закон фильтрации неоднородных жидкостей. В этом случае выполняется основное положение Дарси о линейной связи скорости фильтрации и градиента давления. При наличии в пористой среде двух несмешивающихся жидкостей «фаз» на скорость фильтрации оказывают влияние не только градиент давления, абсолютная проницаемость и вязкость жидкости, но и величина насыщенности пористой среды одной из движущихся фаз. При наличии в пористой среде не смешивающихся жидкостей, давления в различных жидкостях также различны и под градиентом давления следует понимать градиент давления в соответствующей жидкости.

По одной из схем процесса фильтрации двух несмешивающихся жидкостей, давление в фазах предполагается одинаковым, а проницаемость различной. Согласно этой схеме скорости фильтрации каждой жидкости пропорциональны соответствующим коэффициентам фазовых проницаемостей и обратно пропорциональны их вязкостям.

Фазовые проницаемости считаются зависящими от водонасыщенности пористой среды s. Поскольку в порах содержатся только две фазы, насыщенность пор нефтью равна 1 – s.

Удобнее пользоваться понятием относительных проницаемостей, равных отношению соответствующих фазовых проницаемостей к абсолютной проницаемости k. На рисунке 2.2 показаны зависимости относительных проницаемостей от водонасыщенности.

Рис. 2.2. Относительные проницаемости нефти k_н и воды k_в

Кроме противоточной капиллярной пропитки, может происходить также прямоточная пропитка, когда насыщенный нефтью образец пористой гидрофильной среды впитывает воду с одного конца, а нефть выходит из образца с другого конца.

Рис. 11.3. Противоточная капиллярная пропитка